coordinaciÓn de protecciones de sobrecorriente de
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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE
TRANSFORMADORES DE POTENCIA EMPLEANDO UN ESQUEMA
“FUSIBLE-INTERRUTOR ELECTROMAGNÉTICO” Vicente Ayala Ahumada, José Dolores Juárez Cervantes, Fernando Toledo Toledo.
Universidad Autónoma Metropolitana, Unidad Azcapotzalco, División de Ciencias Básicas e Ingeniería, Departamento de Energía, Área Eléctrica
2200, Azcapotzalco, D.F., México Teléfonos: 5318-9051, 5318-9053, fax: 5318-9055
Resumen. En transformadores de potencia con
capacidad nominal hasta 2000 kVA con voltaje
primario en mediana tensión (MT) de 13.2 kV a 34.5
kV y secundario en baja tensión (BT) de 220 a 440
V, el uso del esquema de protección “fusible-
interruptor electromagnético” puede cumplir
ampliamente con las características de sensibilidad,
selectividad, velocidad y confiabilidad que
coadyuven al buen funcionamiento y a la obtención
de un periodo de vida satisfactorio del trasformador,
siempre y cuando las especificaciones técnicas y los
ajustes se definan mediante un estudio formal de
coordinación de sus protecciones de sobrecorriente
basado en la normatividad vigente. En el presente
artículo se presenta la metodología para realizar ese
tipo de estudio en el caso del transformador.
I. INTRODUCCIÓN
En un transformador existe la posibilidad de que se
presenten tres tipos de fallas:
1. Fallas internas incipientes o severas.
1.1 Fallas internas incipientes.
Este tipo de fallas en su etapa inicial no representan
peligro pero pueden degenerarse y traer
consecuencias graves si no se desconectan
oportunamente. Su origen se debe a conexiones
defectuosas en los devanados que producen arqueos
o calentamientos localizados, y al deterioro del
aislamiento debido a calentamiento por fallas en el
sistema de enfriamiento, entre otras causas.
1.2 Fallas internas severas.
A este grupo pertenece la falla de cortocircuito,
pudiendo ser sólido por impedancia cero o por
arqueo. Las fallas típicas por arqueo frecuentemente
se establecen entre: a) un devanado y el núcleo o el
tanque. b) devanados de diferentes fases o espiras
contiguas de capas diferentes. c) en los contactos de
los cambiadores de derivaciones en los que suelen
producirse calentamientos localizados o
cortocircuitos entre derivaciones.
2. Fallas por sobrecalentamiento excesivo originado
por sobrecargas sostenidas de origen externo. Esta
condición es más o menos común en
transformadores de distribución tipo poste y
pedestal, donde la demanda suele rebasar la
capacidad del transformador, pero también en
algunos casos de industrias en las que ha crecido su
carga y no ha sido actualizada la capacidad de la
subestación equipada con transformadores tipo
estación. Tales condiciones resultan por demás
indeseables.
3. Sobrecalentamiento excesivo y esfuerzos
mecánicos por fallas externas. Su origen suele ser:
3.1 Un cortocircuito en la carga que alimenta el
transformador y que son observados por éste como
una condición de sobrecarga severa.
3.2 Sobretensiones, siendo las de origen atmosférico
las más peligrosas por su magnitud.
La estadística de incidencia de fallas típicas en
transformadores, así como las consecuencias que
provocan en él o en el servicio, han planteado la
necesidad de establecer esquemas básicos de
protección sustentados en las recomendaciones
establecidas en normas.
En el caso de transformadores con capacidad
nominal de hasta 2000 kVA con voltaje primario en
MT de 13.2 kV a 34.5 kV y secundario en BT de 220
a 440 V1, instalados en subestaciones compactas tipo
unitario, frecuentemente se utiliza el esquema básico
de protección llamado sistema "fusible-interruptor"
cuyas opciones se ilustran en la figura 1; el tipo y
funciones de los dispositivos empleados se describen
en el cuadro 1.
II. ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES DE SOBECORRIENTE.
Este tipo de estudio tiene por objeto organizar las
curvas características de respuesta corriente-tiempo
de los dispositivos de protección de sobrecorriente
conectados en serie contenidos en una ruta de
coordinación definida previamente a partir del
diagrama unifilar general de la red con el fin de
obtener disparo selectivo.
RVP-AI/2015 PRO-04 PONENCIA
RECOMENDADA POR EL COMITE DE PROTECCIONES
DEL CAPITULO DE POTENCIA DEL IEEE
SECCION MEXICO Y PRESENTADA EN LA REUNION INTERNACIONAL DE VERANO, RVP-AI/2015,
ACAPULCO GRO., DEL 19 AL 25 DE JULIO DEL 2015.
PRO-04
PON 32
2
(a) (b)
Figura 1 Esquema básico de protecciones “fusible-
interruptor” para transformadores de potencia de
hasta 2000kVA.
Número Tipo y función del dispositivo
1
Interruptor en caja moldeada con
unidad de disparo tipo
termomagnético o de estado sólido.
Protege al devanado de BT contra
sobrecargas, que pueden tener como
origen el incremento de la carga
alimentada o en su caso un
cortocircuito externo.
1a
Interruptor electromagnético de
operación en aire o en vacío. Suele
tener una unidad de disparo de estado
sólido con funciones similares al
dispositivo 1, aunque por lo general
también cuenta con una unidad para
proteger fallas a tierra.
2
Fusible de potencia limitador de
corriente de MT para protección de
cortocircuito en el devanado primario
y para respaldo de la protección del
secundario.
Cuadro 1 Tipo y función de los dispositivos de
protección ilustrados en la figura 1.
En el entendido que un transformador forma parte de
una red que incluye otros elementos como son:
generadores, motores, alimentadores, entre otros, y
que un estudio de coordinación debe ser integral, la
definición de la ruta los debe contemplar a todos. Por
el propósito y el espacio disponible, en el presente
trabajo sólo se aborda el caso transformador, lo que
implica definir sus zonas de operación normal y de
daño, para con base a ellas establecer la zona de
respuesta de las protecciones de sobrecorriente de
sus devanados primario y secundario.
Procedimiento para realizar el estudio de
coordinación de las protecciones de
sobrecorriente ilustradas en la figura 1(b).
Con base a la Norma 242-2001 ANSI/IEEE2se deben
seguir los siguientes pasos:
1) Elaborar un diagrama unifilar que contenga la
siguiente información del transformador:
Potencia en kVA, tipo de conexión y voltaje de
operación de los devanados primario y secundario,
impedancia, sistema de enfriamiento y elevación
máxima de temperatura.
2) Determinar las corrientes de cortocircuito en las
barras del lado del primario y del secundario del
transformador. Dado que éste forma parte de una red
eléctrica general, se espera que dichas corrientes
hayan sido calculadas con base a la Norma ANSI /
IEEE-1413 en su versión más reciente.
3) Establecer la ruta de coordinación a partir del
diagrama unifilar general de la red (vea el ejemplo
de la figura 2) en la que se debe incluir al menos un
elemento de cada nivel de voltaje de operación que
contenga el sistema, siendo dicho elemento el de
mayor capacidad, y si existen dos con la misma
capacidad el que tenga el dispositivo de
sobrecorriente con característica de respuesta más
lenta; como se observa en la figura 3, para tener un
control sobre los dispositivos de protección incluidos
en la ruta se les asigna un número en orden
ascendente iniciando con el 1 para el más alejado de
la fuente de alimentación. Para ilustrar la solución
del caso particular del transformador, en el presente
trabajo sólo se abordará una parte de lo que sería la
ruta de coordinación que incluye la protección del
secundario y del primario.
4) Seleccionar la escala más adecuada para el eje de
corriente de la hoja log-log donde se trazará el
estudio. Considerando que hay sistemas en los que la
ruta de coordinación (figura 3) tiene varios niveles
de voltaje de operación, la corriente nominal del
elemento que en la ruta de coordinación se encuentra
más alejado de la fuente de alimentación (en este
caso del motor de la Bomba 5), debe quedar trazada
lo más cerca posible del eje izquierdo de tiempo; a
esta corriente se le conoce con el nombre de “límite
inferior”. Al mismo tiempo, se establece lo que se
llama el “límite superior”, que por lo general resulta
ser el valor de la corriente de cortocircuito trifásico
del bus del nivel más alto de voltaje (en la figura 3 el
bus 1), el cual podrá trazarse dentro de la escala
seleccionada, y para disponer de espacio para el trazo
de las diferentes zonas, lo más cerca del eje derecho
de tiempo.
3
Figura 2. Diagrama unifilar general de una red eléctrica en la que la subestación principal tiene un transformador de
1000 kVA de 13.2 kV:440/254 V protegido con un esquema “fusible-interruptor electromagnético”.
Figura 3. Ruta de coordinación definida con base en
la red general de la figura 2 y que incluye al
Transformador T1, donde se aplica el código de
identificación de dispositivos sugerido.
III. EJEMPLO RESUELTO
Coordinación de protecciones de sobrecorriente del
transformador T1 equipado con un esquema “fusible-
interruptor electromagnético (figuras 2 y 3).
Especificaciones técnicas del Transformador T1:
1000 KVA, delta-estrella aterrizada.
13.2 kV:440/254 volts; ZT = 5.75% = 0.0575 p.u.
Elevación máxima de temperatura T = 55° C
Enfriamiento Tipo ONAN
IPC primario = 43.7 A.; IPC secundario = 1312.2 A.
Cuadro 2. Especificaciones técnicas del dispositivo 3
Cuadro 3. Especificaciones técnicas del dispositivo 4
Fisible de potencia de tensión media, limitador de
corriente, velocidad “K” (14.4 a 34.5 kV).
Marca: S&C Modelo: Tipo SMU-20 Catálogo
TCC 165-2 702065.
INOM DISP = 65 A; kVNOM DISP = 13.2
Interruptor electromagnético de tres polos.
Marca: Merlin Gerin Tipo Masterpact NT
INOM DISP = 1600 A
Sensor: 1600 A
kVNOM DISP = 0.44
Ajustes:
IDISPARO LARGO = 1.0xISENSOR =1600 A;
tDISPARO LARGO = 0.5 s
IDISPARO CORTO = OFF;
tDISPARO CORTO = OFF;
I2t = OFF
IDISPARO INSTANTÁNEO= 5.0xISENSOR =8000 A;
4
Tabla 2. Selección de los kVBASE
kVBASE
Sugeridos LÍMITE
INFERIOR
InBomba 5=296A
LIMITE
SUPERIOR
Icc 3 Bus 1 =
22,163 A sim.
0.44 296 A 664,489 A
* 13.2 9.9 A 22,163 A * Se selecciona kVBASE= 13.2 porque cumple con las
recomendaciones señaladas en los numerales 3 y 4.
DEFINICIÓN DE ZONAS
Zona de operación normal del transformador
IPC primario = 43.7 A; IPC secundario = 1312.2 A
ISC primario=FS*IPC primario=43.7A
Donde: FS=FENF*FTEMP =1.0*1.0=1.0; tSC = 1000 s
Punto inrush: (IINRUSH, tINRUSH)
Donde: IINRUSH = FINRUSH*IPC primario = 349.6 A
FINRUSH = 8
tINRUSH=0.1 s (para cualquier capacidad).
Zona de daño del transformador4 (tablas 4 y 5).
CATEGORÍA
CAPACIDAD EN kVA
MONOFÁSICO TRIFÁSICO
I 5 a 500 15 a 500
II 501 a 1667 501 a 5000
III 1668 a 10000 5001 a 30000
IV más de 10000 más de 30000 Tabla 3. Categoría. Fuente: ANSI/IEEE STD. 242-2001.
Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems. U.S.A. IEEE. p. 420
(*) A = Aterrizada.
Tabla 4. Factor ANSI. Fuente: IEEE Std. C57.109-1993 Guide
for Liquid-Immersed Transformer Through-Fault-Current Duration.
Fuente: IEEE Std. C57.109-1993 Guide for Liquid-Immersed
Transformer Through-Fault-Current Duration. Tabla 5. Puntos para trazar los puntos de la curva de
daño del transformador T1
Zona de respuesta de las protecciones.
Esta zona se debe ubicar entre las zonas de operación
normal y la zona de daño del transformador. Se busca
que los ajustes de las protecciones permitan que el
transformador opere dentro de sus valores nominales,
pero al ocurrir una falla la reconozcan y operen con
retardo de tiempo en caso de sobrecarga o
instantáneamente para un cortocircuito.
Fuente: Interruptor automático BT Masterpact. Merlin
Gerin.Shneider Electric.
Figura 4.Curva característica de respuesta del
interruptor electromagnético (dispositivo 3).
ALTA
BAJA
FANSI
DELTA DELTA 0.87
DELTA ESTRELLA-A(*) 0.58
ESTRELLA-A ESTRELLA 1.0
ESTRELLA-A ESTRELLA 1.00
ESTRELLA ESTRELLA-A 1.00
ESTRELLA ESTRELLA-A
núcleo
0.57
ESTRELLA ESTRELLA 1.00
ESTRELLA-A DELTA 1.00
ESTRELLA DELTA 1.00
Categoría II ZT = 5.75% =
0.0575 p.u.
FANSI: 0.58
Coordenadas de los puntos para trazar la curva
Punto 1 FANSI*IPCprimario /ZT=
440.8 A
2 s
Punto 2 0.7*FANSI*IPC primario/ZT =
308.6 A
4.08 s
Punto 3 0.7*FANSI*IPC primario/ZT =
308.6 A
2551*(ZT)2
= 8.4 s
Punto 4 5*FANSI*IPCprimario =
126.7 A
50 s
5
Fuente: S&C Electric Mexicana. Manual de Productos.
Figura 5. Curva característica de respuesta MMT del
fusible en MT (dispositivo 4).
Fuente: S&C Electric Mexicana. Manual de Productos.
Figura 5. Curva característica de respuesta TCT del
fusible en MT (dispositivo 4).
Para la falla trifásica los referentes de la zona de
respuesta de las protecciones son:
Límites NEC
Se definen como los valores máximos de ajuste de la
corriente de disparo para la protección de sobrecarga
del primario y del secundario:
INECprimario= FNECprimario*IPC primario= 131.1 A
INECsecundario= FNECsecundario*IPC secundario= 1640.3 A
INECsecundarioREFERIDO = 1640.3*0.44/13.2 = 54.7 A
Ambos con un tNEC = 1000 s.
De la Tabla 450-3(A) del Artículo 450 en la página 70-
336 del NEC5:
FNECprimario = 3
FNECsecundario = 1.25
Corrientes de cortocircuito
Icc 3 Bus 1 = 22,163 A simétricos.
Icc 3 Bus 2 = 36,241 A simétricos.
Icc 3 Bus 2REF=Icc 3 Bus 2 *(kVBus 2/kVBASE) =
1208 A simétricos.
Figura 6. Gráfico del estudio de coordinación de
protecciones de sobrecorriente para la falla trifásica
que muestra la zona de operación normal y de daño
del Transformador 1, así como la zona de respuesta
de las protecciones del primario y secundario.
4
4
6
Nota aclaratoria: Como parte de la selección de los dispositivos 3 y 4
también se deben aplicar los siguientes criterios:
kVMÁXIMO DISEÑO DISPOSITIVO ≥ kVOPERACIÓN BUS
CI MÁXIMA DISEÑO DISPOSITIVO ≥ ICC 3φ BUS
Donde: CI = capacidad interruptiva.
CONCLUSIONES
Como se puede apreciar en la figura 6 al aplicar una
metodología para la coordinación de las protecciones
de sobrecorriente basada en la normatividad vigente,
se obtiene lo siguiente:
La zona de respuesta de las protecciones permite la
operación normal del transformador; es decir, el
disparo mínimo de los dispositivos 3 y 4 se encuentran
ubicados a la derecha de la corriente de plena carga
pero sin exceder los límites NEC correspondientes;
además, el punto inrush está por debajo de la curva de
la protección del primario (dispositivo 4) por lo que el
transformador podrá energizarse sin que se funda el
fusible.
La zona de daño del transformador está protegida
ya que las curvas de respuesta de los dispositivos 3 y
4 están posicionadas por debajo y a su izquierda.
Existe sensibilidad y selectividad en los disparos
ya que si se presenta la falla de cortocircuito en el bus
2 del lado del secundario, los dispositivos 3 y 4
detectan la falla, pero primero actuará el 3 en 0.05 s y
sólo en caso de que éste falle disparará el 4 como
respaldo en un tiempo de 0.12 s aproximadamente.
La curva de respuesta del dispositivo 2 se muestra
en la figura 6 sólo como referente ya que se trata de la
protección de cortocircuito del motor de la Bomba 5
incluido en la ruta de coordinación completa pero que
está fuera del alcance del presente trabajo; sin
embargo, se puede observar en dicha figura que la
curva de su disparo instantáneo, que actúa en 0.0167
s, está superpuesta con la del dispositivo 3 que dispara
en de 0.05 s, lo que compromete la selectividad pero
garantiza la sensibilidad de ambos dispositivos para si
se presenta una falla de cortocircuito en el motor de la
Bomba 5.
Currículum autores
Vicente Ayala Ahumada. Ingeniero
electricista, maestro en ciencias y
doctor en ciencias por la ESIME y
la ESCA del IPN. Profesor
investigador de la UAM desde
1984. Imparte cursos sobre
sistemas eléctricos de potencia,
distribución
e industriales; desarrolla prototipos y equipos
tridimensionales para apoyo a la docencia,
investigación y cursos de educación continua. Campos
de interés: administración de la energía eléctrica,
sistemas de iluminación mediante energías eléctrica y
solar, protección eléctrica con relevadores
microprocesados y sistemas de automatización y
control industrial. [email protected]
José D. Juárez Cervantes.
Ingeniero electricista y maestro
en Ciencias (Ing. Eléctrica) por el
Instituto Politécnico de Kíev.
Profesor investigador de la UAM
desde 1987; imparte cursos
relacionados con sistemas
eléctricos de potencia.
Ha publicado tres libros. Campos de interés: los
sistemas de distribución, la protección con relevadores
y las subestaciones de potencia.
Fernando Toledo Toledo.
Ingeniero industrial en
electricidad, maestro en Ciencias
y candidato a doctor en ciencias
(Ing. Eléctrica) por la Sección de
Estudios de Postgrado e
Investigación de la ESIME-IPN.
Desde 1981 es profesor investigador de la UAM-A,
donde produce software para análisis de sistema
eléctricos industriales, es responsable del diplomado
en sistemas eléctricos industriales.
1 NMX-J-284-1998-ANCE. Transformadores de Potencia.
Normas mexicanas ANCE. CONANCE.
2ANSI/IEEE STD. 242-2001. Recommended Practice
for Protection and Coordination of Industrial and
Commercial Power Systems. U.S.A. IEEE.
3ANSI/IEEE STD. 141-1999. Recommended Practice
for Electric Power Distribution for Industrial Plants.
U.S.A. IEEE. 4IEEE Std. C57.109-1993 Guide for Liquid-Immersed
Transformer Through-Fault-Current Duration. 5NFPA70, National Electric Code 2008 Edition. USA:
National Fire Association.